Время, продолжительность и скорость формирования

Залежей нефти и газа

 

Изучение вопросов времени, продолжительности и скорость формирования залежей нефти и газа имеет большое практическое и научное значение.

Под временем формирования залежей понимается период с момента поступления первых порций УВ в ловушку до её полного заполнения.

За начало образования залежей можно принять время возникновения ловушек, а установление времени конца формирования залежей вызывает большие трудности. В случае древнего заложения ловушки и её конседиментационного развития период существования выявленной залежи может оказаться весьма продолжительным. Кроме того, многие залежи испытали неоднократные поднятия и погружения во время которых происходило их переформирование.

При установлении времени начала и конца формирования залежей можно определить продолжительность их формирования.

При знании объёмов и продолжительности формирования залежей можно определить скорость, или интенсивность, их формирования. Она определяется как отношение геологических запасов нефти или газа в залежи к продолжительности их формирования, и выражается соответственно в тоннах или кубических метрах в год.

Относительно скорости и продолжительности процесса формирования залежей нефти и газа в настоящее время существует три представления:

1) процесс формирования залежей является очень длительным и многоэтапным;

2) формирование залежей происходит достаточно быстро;

3) залежи формируются с высокими скоростями, сопоставимыми со скоростями отбора УВ при их добычи, или они формируются в течение исторического времени.

Первое представление появилось давно и связано с представлениями об очень низкой скорости генерации и миграции УВ. В настоящее время его развивают В.И. Ларин и И.С. Гутман (2004). Они считают, что залежи нефти и газа формируются в течение отрезка времени, достигающего 100 млн. лет и более. При этом основным фактором формирования залежей является вертикальный диффузионный поток УВ. Свои представления они обосновали соответствующими расчётами.

Второе представление основано на расчётах, которые показывают, что процессы генерации и миграции нефти и газа могут протекать относительно быстро. Оно поддерживается большинством геологов нефтяников, придерживающихся органической теории происхождения УВ.

Расчеты, проведенные Ф.М. Багир-Заде, И.В. Высоцким, А. Леворсеном, Р. Кингом, М. Хэлбути, и др. на примерах нефтяных залежей районов кайнозойской и современной складчатости (Калифорнии, побережья Мексиканского залива, Апшеронского полуострова, Румынии, Бирмы и Индонезии) показали, что продолжительность их формирования составляет от 78 тыс. до 3 млн. лет. Время формирования залежей в условиях данных районов определяется с наименьшими погрешностями, поскольку ловушки нефти и газа имеют молодой возраст. При этом учитывалось только время вторичной миграции и аккумуляции УВ.

С учетом времени генерации и эмиграции УВ продолжительность формирования залежей нефти в тех же нефтегазоносных бассейнах (НГБ) по И.В. Высоцкому и В.И. Высоцкому (1986) составляет от 1 до 12 млн. лет, а скорость формирования залежей нефти составляет от 12 до 700 т/год.

Третье представление развивается как в рамках органической концепции, так и в рамках неорганической концепции происхождений нефти и газа. Процесс нефтегазонакопления здесь представляется геологически мгновенным, способным восполнять потери УВ из залежей в процессе их разработки. Данные представления основаны на фактах чрезвычайно большой скорости генерации УВ как за счёт органических, так и неорганических источников, и большой роли флюидодинамических процессов в вертикальной миграции УВ.

Данные представления были высказаны и развиваются Б.М. Валяевым, Н.А. Гусевой, А.Н. Дмитриевским, П.Н. Кропоткиным, Р.Х. Муслимовым, Д.К. Нургалиевым, Н.Г. Нургалиевой, М.Н. Смирновой, Б.А. Соколовым, В.А. Трофимовым и др. Например, Н.А. Гусева и Б.А. Соколов считают, что если процессы накопления и преобразования ОВ протекают длительно, то процессы генерации и миграции УВ идут интенсивно.

 

 

2.7.7 Методы определения времени формирования

Залежей нефти и газа

 

Существуют геологические, геолого-геохимические и физические методы определения времени формирования залежей нефти и газа, среди которых выделяются конкретные способы (табл. 15).

Данные методы имеют различные погрешности и ограничения и поэтому обладают разной степенью достоверности определения времени формирования залежей. При этом геологические методы позволяют определять только время возможного начала формирования залежей, а физические методы позволяют определять время возможного завершения их формирования или установить факт продолжающегося процесса формирования залежей на современном этапе.

В геологическом методе по своей достоверности выделяется палеоструктурный (палеотектонический) способ. Он основан на положении, что залежи нефти и газа начинают формироваться только после образования ловушек. Время образования ловушек определяется в зависимости от их генетического типа:

1) время образования ловушек сводового типа определяется временем появления пликативного тектонического экрана, то есть свода складки;

2) время образования дизъюнктивно экранированных ловушек определяется временем образования дизъюнктивных нарушений;

3) время образования ловушек литологического, стратиграфического и рифового типов определяется временем накопления флюидоупоров, перекрывающих породы-коллекторы.

Палеоструктурный способ считается наиболее надёжным, тем не менее, и он имеет погрешности. Формирование залежей в ловушках древнего заложения могло произойти в течение очень большого промежутка времени. Кроме того, сложным является вопрос определения времени формирования складчатых деформаций. Поэтому точность данного метода зависит от точности метода палеотектонического анализа. Например, большинство исследователей тектоники Терско-Каспийского прогиба считает, что его структурный план сформировался в плиоцен-антропогене. Однако существуют представления о конседиментационном развитии региона и заложении антиклинальных зон ещё в домеловое время (С.И. Афанасьев, 1990).

 

Таблица 15. Классификация методов определения времени формирования залежей нефти и газа (по И.М. Михайлову, 1984)

 

Метод	Способ	Применим для залежей	Определяется время
нефти	газа	стратиграфическое	абсолютное	относительное
Время возможного начала формирования залежей
Геологический	Палеогеологический Историко-геолого-геохимический Регионального наклона пород Палеоструктурный Палинологический	+ + + + +	+ + + + +	+ + + + +
Геолого-геохимический	Литологический Гелий-аргоновый Геохимический	+ + +	+ +		+ +	+
Время возможного завершения формирования залежей
Физический	Термобарический (объемный) Давления насыщения Диффузионно-хроматографический Диффузионный Аномальных давлений Геотермический аномалий	+ + + + + +	+   + + + +	+   +	+ + + +
Формирование залежей на современном этапе
Потенциометрический Заполненности ловушек Газонасыщенности пластовых вод	+ + +	+ + +

 

В геолого-геохимическом методе выделяются литологический (минералогический) и геохимический способы.

Литологический (минералогический) способ основан на свойстве жидких УВ, сильно замедлять катагенез пород-коллекторов в пределах залежи по сравнению с породами, находящимися за контуром нефтеносности. Установлено также восстанавливающее воздействие УВ на соединения железа в глинах, находящихся на водонефтяных контактах (ВНК). Поэтому аутигенные минералы чётко фиксируют положение древних ВНК и позволяют определять стадии формирования и переформирования залежей нефти.

Таким образом, суть способа состоит в установлении последовательности постседиментационных преобразований пород-коллекторов в пределах контура нефтегазоносности и за его пределами. Большое значение в данном способе имеет выявление морфологических соотношений УВ с аутигенными минералами и включений нефти в пустотах, возникших при растворении карбонатного и сульфатного вещества на разных стадиях катагенеза.

Геохимический способ определения абсолютного возраста нефтей и газов предложен в 1967 году А.Н. Резниковым. Он основан на оценке степени превращённости нефтей и газов во время их нахождения в зоне катагенеза при температурах свыше 100 °С. Недостатком способа является то, что возраст залежи нефти (газа), определяется по продолжительности существования УВ в зоне катагенеза, вне зависимости от уровня их первоначальной превращённости, то есть без учета условий катагенеза органического вещества (ОВ). Учитывая недостатки геохимического способа, в 1986 и 2003 году А.Н. Резников модифицировал его на основе данных геохимической кинетики. По оценке автора кинетико-геохимический способ определения времени формирования нефтяных скоплений позволяет достаточно уверенно датировать начало аккумуляции нефти в ловушке.

В физическом методе наиболее простым является способ аномальных давлений. Однако он применим только для залежей нефти и газа с аномально высокими или аномально низкими пластовыми давлениями (Н.А. Еременко, 1968). Считается, что во время формирования в залежи существовало гидростатическое давление, а современное аномальное давление является условно гидростатическим давлением на уровне первоначального нахождения залежи, которое не успело восстановиться.

В случае повышенного давления величина аномального давления указывает на минимальную глубину нахождения залежи в момент её формирования относительно современного положения, а в случае пониженного давления - на максимальную глубину нахождения.

Формирование залежей на современном этапе. К физическому методу условно относится ряд способов, которые указывают на процесс продолжающегося формирования залежей. Среди трёх способов, приведенных И.М. Михайловым в таблице 15 выделяется способ заполненности ловушек и способ учёта газонасыщенности пластовых вод.

Способ учёта коэффициента заполнения ловушек. Считается, что если ловушки полностью заполнены нефтью или газом, то формирование залежей продолжается в настоящее время (И.М. Михайлов; 1984).

Однако следует учитывать, что неполнопластовые (водоплавающие или водонефтяные) и массивные залежи, которые не полностью заполняют ловушку, также могут находиться на стадии формирования, а не разрушения. Примером являются Николаевское и Убеженское водоплавающие месторождения Центрального Предкавказья, поскольку установлено, что они находятся в процессе формирования.

Способ учета газонасыщенности пластовых вод, или упругости растворенных газов в воде. В 1968 году В.И. Корценштейн, предположил, что газовые залежи, которые окружены пластовыми водами с предельным газонасыщением, находятся в состоянии формирования.

Ряд способов выявления процессов продолжающегося формирования залежей нефти и газа приведен в работе: «Представления о продолжительности и скорости формирования залежей нефти и газа и критерии определения их продолжающегося формирования» (В.В. Доценко; 2006).

1. Резко пониженная минерализация подошвенных и законтурных вод, вплоть до пресных, под газовыми и нефтяными залежами.

Эти воды, получившие также название «конденсационных», являются прямым следствием восходящей миграции гомогенных газожидкостных смесей, а затем их фазовой дифференциации и конденсации водяных паров. Дифференциация и конденсация обусловлены резким снижением температуры и давления.

Со временем минерализация контурных вод увеличивается до фоновой и аномалия исчезает, поэтому наличие ярко выраженной гидрогеохимической аномалии свидетельствует о её геологически недавнем образовании, а время формирования залежи совпадает с началом конденсации вод в свободную фазу.

2. Коэффициент нефтеизвлечения, превышающий 90 % или превышение объёма добываемых УВ в залежи, над объёмом их утвержденных запасов (залежи с так называемыми самовосполняющимися запасами).

3. Присутствие большого количества свободной остаточной воды в залежи нефти или газа. Нефть (газ) ещё не полностью вытеснили воду из ловушки.

4.Остаточная нефтенасыщенность продуктивных пород в газовых залежах.

5. Вариации состава и свойств нефти и газа в залежах, или отсутствие гравитационной дифференциации флюидов, когда на одном гипсометрическом уровне находятся нефти разной плотности. Связано это с наличием нескольких очагов генерации УВ и пульсирующей во времени активной современной миграцией нефти и газа.

6. Наличие залежей лёгких нефтей в зоне гипергенеза. Нефть не успела деградировать.

Выводы:

1. Почти все существующие методы и отдельные способы определения времени формирования залежей имеют ограничения и значительные погрешности. Большинство ограничений связано с условием, что ловушка во время формирования залежи должна находиться в статическом состоянии, что при длительном формировании залежи маловероятно.

2. Залежи нефти и газа могут существовать только в состоянии динамического равновесия, то есть при различных соотношениях интенсивности процессов формирования и разрушения.

3. Большинство залежей нефти и газа является молодыми, так как сформировались или в разной степени переформировались в новейшее время. На новейшем этапе тектонического развития Земли произошла перестройка структурного плана, и значительно активизировались процессы нефтегазообразования, миграции и ремиграции УВ.

4. Отмечаемую многими способами большую продолжительность формирования залежей следует рассматривать как большую длительность их существования при постоянной или периодической подпитке УВ.

5. Факты продолжающегося процесса формирования залежей УВ при появлении устойчивого уровня добычи могут изменить представления о потенциальных ресурсах УВ и систему добычи нефти и газа.